电网专家会议纪要0217
猫猫喵喵3
2022-02-20 16:04:07
会议时间：220217
Q：最近是否有储能的政策发布，怎么解读？
A：现在主要聚焦储能的政策是关于储能技术的发展和它的中长期发展规划。我们去年
出了一个抽水蓄能中长期发展规划，现在也在编制储能的“十四五”发展和中长期发展
规划目标。
因为目前的政策没有完全定调，所以 2025 年提的 3000 万千瓦基本上还是维持这个规模，
到 2030 年的时候，大概提高到 8000 万-9000 万这样的体量。这是研究的结果。到 2035
年的时候新型的电化学储能大概到 1.6 亿千瓦左右这样的体量和规模。现在也在加快编
制新型储能它的中长期发展规划政策，总体来看应该说和去年抽蓄的政策是匹配的，目
前来看电化学储能在整个电力系统的应用还是有一些局限性的，安全性和调节性能还是
没有抽水蓄能这么好。所以抽水蓄能在中长期发展规划政策里面，对抽蓄的上限大概给
出了 1 亿千瓦，但是我们评估下来整个抽蓄的发展大概是 3-3.5 亿千瓦这样的体量，我
们认为还是比较合理的。
Q:这个规划进度大概是怎么样的？会比较快的看到规划出台吗？
A:目前在编制中我觉得最快可能在四五月份可能出台，这个政策出来以后还有征求意见
稿，所以没有那么快正式文件能够出台，我觉得还需要等一段时间，我估计上半年差不
多。
Q:在 1 月底发改委有发关于加快全国统计电力市场预期的指导意见，有什么具体的影
响？
A：我们中国电力市场起起伏伏二十多年，前面的市场化搞的不太彻底，有些关键的问
题，比如说市场主体是不是全面放开，价格机制是不是放开，它的整个多层次的市场体
系怎么构建？我们市场的交易品种是什么？基本上在前面十几年没有定调。我觉得这次
中央是下决心了，尤其是总书记对加快市场还是给予了很高的期望，所以这个文件可以
说是整个中国电力市场的转折。
主要体现在几个方面：第一，我们的市场主体基本上全部要进入到市场，尤其像我们的
终端。原来我们的终端基本上规定一个比例，比如说 20%，或者 30%终端的用户可以参
与这个市场，现在所有的工商业用户全部放开了，所以电网的代购电价格里面它也是波
动的，去年 12 月份很多省份的电网代购电和今年 2 月份代购电价格大概是 1-3 分钱这
么一个区间。所有的工商业用户无论是通过自主交易还是通过代购电的交易，基本上它
的价格已经能够反映出来对市场供需的响应，以前是没有的。另外发电侧的市场主体更加的完善和丰富，原来比如说 50%的煤电参与市场，现在基本上全部放开了，现在煤电
所有的价格都是通过市场的方式形成的。所以我觉得这个文件首先对市场主体有一个非
常明确的界定。第二，对整个未来中国市场的交易品种做了非常清晰的界定。原来以现
货为主，中长期为辅的方式，全电量定价，很多价格波动特别大，还有很巨大的商业模
式在里面，现在不是了，还是以中长期市场化交易为主，我们 80%以上电量都是通过物
理性的中长期的合同交易方式来确定的。国外所签的中长期的市场化都是金融性的合同，
现货市场都是全电量定价，我们签的中长期的金融合同，在现货市场里面会转成差价合
约做交易。所以这个文件也定调了我们国家 80%以上都是中长期合同，然后再服务于现
货市场和辅助服务市场。现货市场目前来看各方面的条件不够成熟，很多制约的因素比
较大。比如一个问题是这么多新能源进来之后，我们整个电网是受不了的。
Q：什么时候能形成比如省与省之间或者市与市之间现货交易的市场？
A：我个人认为今年希望不是太大，现货市场要想达到国外那种程度，有可能在 2024 年
或 2025 年才会真正出现，现在现货市场的力度在中国不太可能大幅度开，还是以中长
期为主。2012 年、2013 年新能源就参与交易，新能源参与交易有两类，一是带补贴的
新能源交易，现在不叫绿电交易，绿电交易现在都是平价项目的交易，为了区别绿电交
易，所以带补贴的新能源交易我们就称之为新能源的市场化交易这种方式，而平价的新
能源交易叫绿电交易。现在我个人还是比较看好绿电交易，就是平价项目的绿电交易。
去年溢价 3-5 分，现在绿电交易已经 7-8 分，而且很多地方溢价还在不断上涨，主要是
得益于终端用户对绿电交易积极性比较高。有几个方面，比如可再生能源，现在能源局
改变管理的方式，随着很多地方政府接到这个指标，他要把这个东西给到电网公司。
Q：您刚刚讲绿电比传统火电能有 7-8 分的溢价，这个是一个全国的情况还是说某些地
区？
A：不是比煤电，在原来平价技术上去进行的。7-8 分是我了解到的一些公司，目前有些
风电和光伏的项目在参与厂外绿电交易双边时所体现的价格是不一样的，不是全国一个
普通性规律。因为普通性的绿电交易现在目前正在推，去年交易规模是 80 个亿，今年
我觉得得搞到五六百个亿，基本上没有什么太大的问题。
Q：现在储能比如风电或者光伏，项目收益率的情况大概怎么样？现在组建价格也到一
块八了，风机价格下了很多，这两种项目的收益率。然后现在大家都在配储能，配比大
概是多少，以后如果光伏或者风电在能源结构里占比比如提升 30-40%，这个又要配多少
储能配比才合适？A：首先它跟不同的地区是相关的，两个地区完全两个概念，比如风电在新疆能达到两
千五百小时，如果在中东部，比如湖南、安徽等等，只有一千七百个小时，收益率根据
地域性差异是不同的。目前组建价格对项目有比较大的影响，现在每 W 一块八，现在这
个价格还没完全下来，现在不止一块八了，我了解到现在风光项目的收益率依然在不同
地域体现不同收益率。有没有碳市场化交易，这个对收益率也是有影响，比如我是保障
之内收益是多少，如果超过保障之外的，比如我了解现在很多绿电平价项目，有些是把
保障之内的电量都参与到绿电交易，所以使得保障性之内的那块保价保量绿电交易要低
一些，很多项目参与绿电交易所产生的溢价，反而比他们之前保价保量的收益是要高。
收益率目前大概像光伏发电收益率全国平均大概是 7%-8%左右，五大四小在配储能基本
上达到地方政府最低的要求，只配 10%-15%，两个小时。
Q：配的储能能否参加一些调峰调频这些交易？
A：可以。现在允许新能源参与市场化交易了。
Q：如果经济性比较好的话，对 IRR 影响如何？
A：因为现在配储能要参与市场化，我觉得要参与现货市场太能体现出调峰调频的价值。
我们中国市场 80%都是中长期的市场，所以配不配储能对新能源的 IRR 影响不会太大，
因为只有参与现货市场，有峰谷套利，对储能 IRR 有根本性的影响。现在由于现货市场
比较慢，很多地方都是试运行，所以我认为现在配一个储能收益率不会很好，如果仅仅
看中长期的市场，辅助服务市场还可以，看一些调频，还有一些调压，这个算一定的费
用，但是这个量比较小，我不太看好，因为现货市场没有那么大的量。
Q：去年也有一些涨定价的政策，包括峰值电价的调整，但是市场对于整个后面电价它
有上涨有一个预期，后面什么时间涨，以什么形式涨，大家的预期会比较混乱，请您介
绍一下您的看法，对电价后面有没有可能上涨的判断？
A 两个方面：第一，我认为接下来肯定会上涨。我们有一个测算，新能源的渗透率如果
达到 20%，它所增加的成本每度电至少增加 1-1.5 毛，现在渗透率 12%，发电量除以总
的全社会用电量，到 2025 年的时候这个比例会接近 20%，也就是说从目前到 2025 年这
个期间，新能源增加调峰、调频、调压这些成本，一定会传导到风光用户，但是有一部
分可能会转嫁到新能源发展企业。第二，对于常规能源看，目前因为国家是对大宗商品
是管控的，原来去年煤价涨的很高的时候，基本上达到煤电的上限，20%上浮的限价。
现在因为回落到 600-700 每吨，现在代购电的价格相比于去年，代购电每个省回落 1 分
-2 分。从“十四五”整个判断来看，整个“十四五”供需还是稍微偏紧的，供需不是那么宽松
的。因为特高压这个东西也得到 2024 年，2025 年集中的投产，最近特高压一直在推，
但是它也有一定的周期，一条特高压大概 2 年不到 3 年的时间。所以在这个期间，电力
供需基本上还是偏紧的。所以在电力供需偏紧的情况下，煤电参与市场化交易一定会向
它更高的方向，向现在 20%这个目标靠拢，国家虽然短期内对大宗商品管控，但是不可
能一直管控，我觉得这个东西从常规能源推动电价上涨也是有非常大的可能性，所以电
价上涨一定是的。至于电价什么时候上涨，上涨到多少这个东西不太好判断，我只能说
第一个层面，刚才说的到新能源渗透率 20%，1-1.5 毛，一定会传导到 2025 年，这个期
间肯定是稳步的上涨，比如说今年涨个 5 分，明年再涨个 5 分。煤电节奏不太好把握，
我感觉今年煤电大幅度的催生电价上涨不会太大，因为大宗商品的管控不可能一下就没
了。所以煤电推动电价上涨有可能在年底，明年才会把这个东西显现出来。
Q 您说长期觉得电价会上涨，因为新能源的渗透率上升，给电网带来更多的成本，但是
这部分成本最终您觉得是谁来承担？如果光看光伏和风电，比如说我们看成本长期随着
整个单位资本开支的下降，大家还是会觉得风光会越来越便宜，如果说电价上涨，这些
发电企业的成本越来越低，他们岂不是作为一个发电企业长期的利润会超出国家允许的
范围？
A：首先我澄清一下，现在国家相关部门有可能正在研究要出台单独的新能源的基准价，
现在新能源在平价这个阶段压力很大，所以现在新能源还是按当地的基准价作为平价的
电价结算，虽然它的成本不断下降，国家相关的政策也在进行相关的研究，要出台风光
不同地区它的新能源的基准价。后续这个价格出来之后，对新能源的收益率不会那么高
了。这个政策最快有可能年底会出来，有可能明年出来，因为要走过平价这个阶段。
Q：基准价如果按照这样的趋势，大概率比本地标杆的煤电价格是要低的？
A：对的。
Q：请问统一的电力交易市场会是什么形式，比如所有的电（核电、水电、风光、煤电）
都在同样的平台上竞争吗？那么价格最终会由边际成本的电力决定，还是说不同品种有
自己单独的交易市场？
A：两个维度来看，价格的形成机制会根据交易品种不同而不同。比如国外，全部都是
现货市场，所有的市场主体都是在同一市场去计价，价格波动性大。中国市场不太一样，
80%是场外双边决定的，中长期每一种电源都会参与、各有各的市场；场内主要是辅助
市场和现货市场，是挂牌交易，即把想卖的价和量挂上去、买方去认证，这就不是统一集中竞价所形成的价格。
针对中国这种方式应该这么理解，中长期各种电源各有各的一个市场，这是明确的，各
个电源单独签订单、谈价格。但如果在场外搞一个现货市场，那所有市场主体都是在现
货市场的市场规则下进行竞价，根据交易程度不同而形成不一样的价格形成方式。
Q：80%是特有的，20%是共同竞价？
A：对。但是 80%这部分其实有递增，场外双边是放开的，市场跟政府定的计划不太一样，
场外双边自主去谈，这也是市场化交易。
Q：关于新能源基准价，是否等于取消所谓的标杆电价？未来成本越来越低，是否会缩
短锁价周期？
A：因为新能源现在锁价保障性在这方面之内，比如甘肃风电是 1800 小时保价保量、二
十年锁价，但是现在国家慢慢鼓励新能源 2025 年大力推动市场化交易，2030 年所有新
能源都参与，即取消所谓的保价保量，也就没有锁价了。我同意锁价周期会越来越短，
甚至到 2030 年取消保障性。
现在国家鼓励新能源签十年，即自己去签更长时间的场外双边，但是目前据我了解，场
外双边基本上是 1-1.5 年，所以锁价的周期肯定是越来越小的。
Q：签长协目前占比很小吧？大部分电量还是属于签了二十年。
A：对，现在新能源市场化交易电量，绿电交易大概占比 20%，其余 80%都是保价保量的。
Q：市场担心风光增加后电网消纳能力，现在往后看四年，电网能承接多少新能源？
A：从目前形势来看，大基地搞了 2.5 亿千瓦，据说要增至 4 亿千瓦，相关部门正催促
解决新能源消纳问题。电网消纳已经越来越成为新能源发展的瓶颈，今明年这个问题会
更加突出。我们测算过一个数，通过改变电网消纳能力、建设特高压等，但明年不可能
实现大幅度改造，新增风电和光伏的空间合计为 1 亿千瓦，其中风电约 7000 万千瓦、
光伏 6000 万千瓦。
这个不是一成不变，挺过了今明年电网消纳困局后，2025 年会有明显提升，新增特高压
的消纳能力预计在 2024/2025 年显现，约 1.3-1.5 亿千瓦，“十五五”期间这个量可能
会再增加，但是这个没有再去测算了。目前来看，今年新能源的消纳不要预期太高。如
果加储能，成本会上升很多，现在新能源企业没有大规模配储能。Q：将来储能投资主体主要是谁？
A：据我了解，电网侧如国家电网不会投电化学储能，只投抽水蓄能，因为涉及安全事
故和垄断，为了规避舆论风险。因此电网侧的电化学储能肯定是发电企业或民间资本投
的。
用户侧储能大部分是终端的工商业用户做峰谷套利，也可以由发电企业或运营公司投，
未来可能通过融资租赁借给工商业用户。
Q：如果 2030 年新能源都会参与市场化交易的话，新的基准电价有什么意义？
A：现在新能源定价大概率会参考煤电的价格机制，设立基准价，在基准价的情况下上
下浮动 10%或者 20%。目前我看到几个省，像甘肃、新疆、山东，新能源参与市场化交
易时，它的限价的方式和煤电是趋同的。现在国家要出台后续的新能源基准价，在基准
价给一个上下浮动的区间，在这个区间做市场化交易。它的意义在于维持整个电力市场
价格的稳定性，否则像国外一样价格波动性极大。
Q：目前新能源刚进入平价阶段，为了保障合理收益率，制定新的基准价会有多长的缓
冲期？
A：据我了解，不一定准确，国家会给新能源平价 2-3 年的时间，我觉得今年大概率也
不太会调整基准价。在乐观的情况下，最快也得在今年年底，大概合理的政策出台时间
在明年下半年，关键看新能源整体降价速度。
Q：由于触及到生态红线，抽水蓄能上限大概有多少？
A：抽水蓄能的上限是 7 亿千瓦，我们分析里面有一半多可能触及到生态红线，所以真
正能够建设的抽水蓄能体量约 3-3.5 亿千瓦。目前在建抽水蓄能约五千多万千瓦，在运
的是三千多万，离上限 3 亿千瓦还有很大的距离，因此还有十几年的发展空间。
Q：新能源波动大，随着新能源并网增加，以后可能要求负荷端也要灵活起来，那么负
荷端具体是指什么？
A：理论上户用、工商业都可以参与调节，但现在基本上不参与，因为国内长期价格刚
性。但是如果市场化程度增加，峰谷价差越来越大，所有工商业用户都有积极性去参与
市场化调整，负荷端潜力巨大。
Q：特高压输送一般用柔性直流还是其他方式？A：现在柔性直流只适用于海上风电，或离电网末梢非常远的地方，因为它可以不用配
套电源，就可以送出来电。根据目前一期、二期大基地的配套电源来看，都离电网不太
远，因此“十四五”期间大部分用的还是常规特高压；柔性直流预计在“十四五”末期，
随着海上风电进一步发展、大基地往沙漠荒漠更远的地方拓展时才会用到。
Q：新能源基准价是按照电站收益率去定的吗？多少是国家认可的合理界限？
A：这个规则跟原来一样，收益率 8%左右，参考本土条件、成本变化来制定。
Q：如果考虑到储能的成本，会不会这几年很难达到 8%的门槛。还是说您觉得整个“十
四五”、“十五五”就是抽水蓄能，这个对成本的增加是比较小的吗？
A：如果把强配储能这个成本叠加到新能源电站里面，它的基准价可能会受到一些影响，
不是随着本体下降基准价也往上调，这个东西不确定性比较大，首先强配储能的规模到
底能达到多少程度？国家给核价的基础掌握的不会太明确。
Q：常规水电新增空间是 200GW，这个和抽蓄和 300GW 供电量去比对的话，这两个哪个要
求更高？
A：抽水蓄能要求更高一些。现在常规水电和抽水蓄能唯一的区别是对上水速和下水速
差的要求。因为抽水蓄能现在是 70%，它要求上水速距离它的下水速落差是 700 米；而
常规水电效率没有达到 70%，所以它的上下水速差大概是 200-250 米，基本上满足条件
了。
Q：新能源电价与火电电价脱钩，这里面怎么考虑存量电站与新增电站的问题，新能源
的边际电价每年都是降低的，据我了解并不是所有的补贴项目都是锁定 20 年的 PPA 的，
这个电价在制定过程中也还是考虑到一些存量电站的问题。
A：存量电站不受这个影响，除非参与市场化交易才会受这个影响，存量电站是当时电
价结算的，保量是不会受到影响的。
Q：比如早期 8 毛 5 电价，由两部分构成，火电的上网电价+补贴。如果火电上网电价未
来是往下走，补贴部分是不会动的，甚至当时火电曾经提出，要火电电价同比下降。大
家当时在计算 R 的时候，其实计算电价回报的基准是发生变动的。
A：不会，当时是 8 毛，比如在二十年之内永远都会拿到 8 毛，不会有变动。补贴是在
变大的。Q：这个问题当时是真实发生过的，能源局当时提出火电是 3 毛 5，补贴是 5 毛，如果 3
毛 5 降到 2 毛 5，那补贴部分也要同比例下降，因为要解决补贴问题，要把补贴这个口
收紧。现在问题是如果火电电价往下走，拿不到 8 毛钱的电价。
A：我了解到的情况和你不太一样，当时国家定了这个价格是不会变的，政府是有信用
的，不会强行把补贴给改了。
Q：储能有实际建了不用的情况，未来 2-3 年内变化学储能商业模式的展望？
A：商业模式要看不同运营场景，发电侧、电网侧、用户侧，首先发电侧比较明确的商
业模式，国家不会单独给发电侧强配储能，出来单独电价或者单独补贴价格，这个是比
较明确的，你如果强配，要么参与什么辅助服务，要么自己降本。电网的商业模式还是
比较清晰的，现在电网新型储能的电价要追寻出口电价指引。刚刚说了一个政策，储能
目前的政策，中长期规划和需求储能电网侧的价格机制。电网不管你发不发，调不调，
电网都要每年给那个容量电费。
另外是用户侧储能商业模式，目前非储电价基本上都是营出来的，现在在代购电基
础上还要推出一个风电价。像北京和上海，现在分布式加价已经达到超过一块钱，很多
用户侧的储能大概成本是 7-8 毛区间。用户侧储能商业模式也很简单，进行分布调整的
方式。
Q：我补充一下，关于中间电网侧的商业模式，它有容量限制吗？如果电网调不动你怎
么办？刚刚你也提到，容量小的电网也懒得调你，包括容量电价这个事情也是要电网支
付的，所有容量不管多大小都能去享受这个电价。
A：这个问题没有政策规定，但我们现在也正在研究，电网侧的储能容量不能太低，大
概得万千瓦以上的级别，还有可能介入到整个电网侧里面，但是现在没有东西。
Q：绿电交易在现货市场里面的占比有多少，交易出来的溢价部分可以直接拿走还是要
充一部分的拖欠补贴
A：现在绿电交易都是中长期的交易方式，不是在现货市场里面形成的。现在绿电中长
期交易有两种方式，一是在交易所里面挂牌交易，其他用能企业去认购。另外是场外双
边，新能源企业直接跟部分企业直接去签场外双边的合同，签完之后给电网的交易中心，
能过合同就生效，不能过合同就失效。所以绿电交易不是在集中竞价现货市场里面形成
的，这个应该是比较明确的。
现在我了解的情况，现在绿电交易所产生的溢价是新能源发电企业直接拿走。电网合企业做绿电交易只是一个中介商或者平台商，撮合买卖双方，收过往费。比如北京的一个
绿电，他会明确一个输电的路径，他会把合同的输电路径给明确出来，不同电压等级输
送电价是不太一样的。电网会在这个合同里面规定输电路径的输送电价多少，这个输送
电价是由买卖双方共同决定比例，目前都是均摊的，发电企业要摊一半的输配电价，另
外一方要摊一半的输配电价，现在电网在中间所拿到的，就是你应该得到的一个收入。
你刚刚说的绿电，完全是由发电企业去享受的，这个跟电网没有任何的留存，大概这种
情况。
Q：新能源的基准电价后面制定了之后，相对于现在的标杆电价是升还是降？
A：新能源下降速度我觉得快于新能源增加的辅助设备，比如储能设备成本所带来的速
度，因为成本下降比较快，所以大概率今年是下降为主的趋势。
Q：火电灵活改造在现行电力系统里面，特别是整个电力运营稳定的价值接下来怎么体
现？包括容量电价还是辅助服务电价这块进行体现，还是说由新能源的发电端在上网之
前就要稳定下来，去新能源那边给一个发电端的补助，去体现灵活改造的价值？
A：我个人比较看好灵活性改造，因为灵活性改造，东北煤电比较多，改造给新能源释
放的空间比较大，我们电网非常欢迎这种灵活性改造。所以政策里面说新能源可以自建
储能，或者买火电灵活性改造，更多的新能源会去买灵活性改造，目前每千瓦的灵活性
改造不到 500 元（比现在抽蓄每千瓦 6000-6500 元便宜）。所以从电网增加调峰来看，
灵活性改造技术最成熟，经济性最可行。
目前有一个非常好的迹象，“十三五”在推进这个政策，但是辅助服务市场、一些
成本的主导机制没有建立起来。在“十四五”期间要加快辅助服务这种疏导方式，所以
后续很多灵活性改造会通过辅助服务去疏导成本。
现在国家在酝酿容量市场，国外不发电可以，但是要做备用，肯定要给补偿，所以
国外一般都有容量市场（英国、德国），这个时间是比较长的，主要是给随时可以调用
的火电提供一些中长期的激励。
国内火电灵活性改造疏导机制有两种，一个是通过辅助服务市场，另外一个是通过
中长期的容量市场会回收它的成本。目前看容量市场还在研究，推出的时间还没有定。
因此最主要的是通过辅助服务市场，这种灵活性改造是可以通过辅助服务市场传导
到终端用户的（比如广东省已经把火电参与的一次调频、调峰、调压这种费用传导到工
商用户了）。现在这种模式我觉得会慢慢到过往的 27 个省公司，所以辅助服务会在今年
或者在明年比较好的支撑火电灵活性改造这件事情往前推进。Q：其实从您刚才讲的要规模化足够大，而且从稳定性的角度讲调峰调频，如果我们分
开讲，调频用反应最快的抽水蓄能或者是气电，调峰主要用火电做，其实是把源和网两
个都解决的，只是说最后的负荷端考虑化学储能小而分布式，更有效的储能方式，是可
以这么理解吗？
A：可以这么理解。但是抽蓄也能调峰，常规的水电也能调峰，调峰方式还是很多的。
Q：在这个上限上没有向上的弹性吗？有相对的弹性是什么？
A：向上弹性是我的边界条件发生了非常大的改变，在 1.3-1.5，是现在可以预见的，比
如说原来搞 7 条特高压，现在搞 12 条特高压，现在既定的抽水蓄能是 2025 年搞到 6200
万千瓦，这是算出来的数。如果抽蓄搞的更多，特高压搞的更多，灵活性改造现在定的
是 2 亿千瓦，灵活性改造更多的情况下，上限可能会被突破（可能突破 1.5 亿）
但是市场化使得边界条件改变变得不太好预测，我只能给你相对比较合理的消纳空间。
Q：灵活性改造在未来 2023 年，2024 年，2025 年能够放出多少的量？抽蓄是 50GW 在建，
到“十四五”末只能放出 12GW 的量是吗？
A：火电国家规定下限是 2 亿千瓦，我刚才说辅助服务会推生它，所以我个人看好灵活
性改造市场能到 3 亿千瓦，3 亿千瓦储能释放的空间还是比较大的，如果释放 20%的空
间，会释放出 6000 万千瓦的空间，6000 万千瓦大概支撑新能源装机至少多增加 1 个多
亿的新能源装机出来。抽蓄我认为它增加的不会太大，抽蓄有一个建设周期，灵活性改
造释放的空间大一些。
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